2026年石油天然气井口安全与设备维护知识试卷及答案

2026年石油天然气井口安全与设备维护知识试卷及答案一、单项选择题（共20题，每题1分，共20分）1.依据SY/T6432-2025《石油天然气井口装置安全技术规范》，高压气井井口装置额定工作压力的选取应不低于井口最高关井压力的（）倍。A.1.0B.1.2C.1.5D.2.02.采油树主阀的密封性能试验要求为：在额定工作压力下稳压不少于（）min，无渗漏、无压降为合格。A.3B.5C.10D.153.含硫化氢井井口设备的金属材质应满足抗硫应力开裂要求，其中酸性环境下使用的螺栓硬度不得超过（）HRC。A.22B.26C.30D.354.井口安全阀（SSV）的自动关井响应时间，从触发信号发出到完全关闭的时间不应大于（）s。A.5B.10C.15D.205.依据GB/T35075-2025《陆上油气田井口设备维护规范》，在役采气树的全面检测周期最长不超过（）。A.6个月B.1年C.2年D.3年6.井口节流阀的冲蚀磨损检测中，当阀瓣、阀座的密封面冲蚀深度超过（）mm时，应进行更换或修复。A.0.2B.0.5C.1.0D.1.57.冬季井口设备防冻堵措施中，采用电伴热时，伴热带的表面温度不得超过（）℃，防止引燃泄漏的天然气。A.60B.80C.100D.1208.井口装置法兰连接用的钢圈密封，安装前应在钢圈表面均匀涂抹（）。A.普通润滑脂B.抗硫密封脂C.防锈漆D.环氧树脂9.发生井口天然气泄漏时，现场警戒区域的初始半径不应小于（）m，范围内严禁一切火源。A.30B.50C.100D.15010.井口压力表的校验周期不应超过（），高压气井用压力表应采用耐震型，精度不低于1.6级。A.3个月B.6个月C.12个月D.18个月11.防喷器组在安装后进行试压时，环形防喷器的试验压力为额定工作压力的（）。A.50%B.70%C.100%D.120%12.井口设备接地电阻的测试周期为每季度1次，接地电阻值不应大于（）Ω。A.4B.10C.15D.3013.采油树翼阀在日常操作中，开关操作后应回旋（）圈，防止阀杆受热抱死。A.1/8~1/4B.1/2~1C.1~2D.2~314.依据SY/T6276-2025《石油天然气开采硫化氢防护规范》，硫化氢浓度达到（）ppm时，作业人员必须佩戴正压式空气呼吸器。A.10B.20C.50D.10015.井口套管头安装时，各层套管的悬挂器坐挂后，应进行密封试验，稳压30min压降不超过（）MPa为合格。A.0.1B.0.3C.0.5D.1.016.井口设备的腐蚀检测中，当采油树本体壁厚损失超过公称壁厚的（）时，应进行强度校核，不合格则强制更换。A.5%B.10%C.15%D.20%17.井口自动紧急关断系统（ESD）的功能测试周期为（），确保触发逻辑正常、关断可靠。A.每月1次B.每季度1次C.每半年1次D.每年1次18.更换井口阀门时，作业前应关闭对应控制阀门，打开放空阀泄压至（），确认无余压后方可拆卸。A.常压B.0.1MPaC.0.5MPaD.1.0MPa19.水下井口装置的防腐系统中，牺牲阳极的剩余厚度低于原始厚度的（）时，应及时更换阳极块。A.1/2B.1/3C.1/4D.1/520.井口设备维护作业中，使用扭矩扳手紧固法兰螺栓时，应采用（）的顺序分次紧固，确保密封面受力均匀。A.顺时针依次B.逆时针依次C.对角交叉D.任意顺序二、多项选择题（共10题，每题2分，共20分，多选、少选、错选均不得分）1.井口装置日常巡检的内容包括（）。A.各阀门开关状态及密封渗漏情况B.压力表、温度计等仪表显示是否正常C.井口接地装置连接是否牢固D.设备防腐层是否完好、有无锈蚀E.节流阀的开度及冲蚀情况2.高压气井井口设备常见的失效形式有（）。A.密封件老化导致的渗漏B.高速气流携带砂粒造成的冲蚀磨损C.含硫化氢、二氧化碳介质导致的腐蚀开裂D.操作不当导致的阀杆变形或密封面损伤E.地基沉降导致的井口偏移、法兰密封失效3.含硫气井井口设备维护的特殊要求包括（）。A.所有接触硫化氢的部件必须采用抗硫材质，严禁使用普通碳素钢替代B.定期对密封部位进行硫化氢泄漏检测，采用便携式硫化氢检测仪每周巡检不少于2次C.维护作业时必须携带硫化氢监测仪，作业点配备不少于2台正压式空气呼吸器D.拆卸的抗硫螺栓、螺母若存在变形、裂纹，可采用普通同规格螺栓替换E.每季度对井口设备焊缝、应力集中部位进行磁粉或渗透检测，排查硫化物应力裂纹4.井口安全阀（SSV）的维护要点包括（）。A.每月进行1次手动开关试验，检查阀杆动作是否灵活B.每季度进行1次自动关断功能测试，模拟压力超限、火灾等触发信号C.安全阀的整定压力应比井口最高工作压力高10%~15%，且不超过设备额定工作压力D.安全阀出口的放空管线应固定牢固，朝向无人区域，避免放空时反作用力导致管线移位E.发现安全阀密封面渗漏时，可通过加大阀杆关闭力矩的方式强制密封5.井口防冻堵作业的正确操作包括（）。A.入冬前对井口所有伴热管线、电伴热装置进行全面检查，确保伴热效果B.采用注醇防冻时，应根据环境温度、产气量调整甲醇注入量，防止注入不足导致冰堵C.发生节流阀冰堵时，可直接用明火烘烤节流阀体，快速解冻D.定期对井口放空管线、排污管线进行吹扫，防止积液结冰堵塞E.采用电伴热的井口，应设置温度超限报警装置，防止伴热温度过高引发火灾6.井口装置试压作业的安全要求包括（）。A.试压前应确认所有连接部位紧固到位，试压介质优先采用清水，寒冷地区可采用防冻试压液B.试压过程中，人员严禁正对法兰、阀门密封面等高压易泄漏部位C.试压升压应缓慢分级进行，先升至试验压力的30%，检查无渗漏后再逐步升压至规定值D.稳压期间可对渗漏部位进行带压紧固，提高作业效率E.试压完成后，应缓慢泄压，严禁快速打开放空阀导致水击损坏设备7.井口设备腐蚀防护的措施包括（）。A.根据产出介质的腐蚀性，定期向井筒或井口加注缓蚀剂，形成保护膜B.对设备外表面定期涂刷防腐涂层，隔绝大气腐蚀C.采用阴极保护的井口，定期检测保护电位，确保保护电位在-0.85V~-1.15V（CSE）范围内D.控制井口产出液的pH值在6以下，减少碱性腐蚀E.定期对易腐蚀部位进行壁厚检测，建立腐蚀监测台账，跟踪腐蚀速率8.井口ESD系统的触发条件包括（）。A.井口管线压力超过高高限或低于低低限B.现场检测到硫化氢浓度超过设定阈值C.井口区域发生火灾，温感或烟感探测器报警D.站内或远程监控中心发出人工关断指令E.井口采气树温度低于0℃9.井口法兰密封泄漏的常见原因有（）。A.法兰螺栓紧固力矩不均匀，导致密封面间隙不一致B.钢圈密封面存在划伤、凹坑等缺陷，或钢圈型号不匹配C.法兰密封面存在腐蚀、冲蚀损伤，平面度超标D.法兰安装时不同心，错位量超过法兰外径的1.5‰E.介质温度、压力波动过大，导致密封面反复变形失效10.井口设备维护作业的个人防护要求包括（）。A.高压作业区域作业人员必须佩戴安全帽、防冲击护目镜B.含硫区域作业必须穿戴防静电工作服、防静电鞋，严禁携带非防爆电子设备C.高空作业（超过2m）必须系挂双钩安全带，高挂低用D.进行放空、排污作业时，人员应站在放空口的下风向E.接触甲醇、缓蚀剂等化学药剂时，应佩戴耐酸碱手套、防护面罩三、判断题（共15题，每题1分，共15分）1.采油树安装时，主通径的中心线应与套管头中心线重合，同轴度偏差不超过2mm。（）2.井口阀门全开后必须回旋1/4~1/2圈，防止温度变化导致阀杆胀死，无法操作。（）3.含硫化氢井井口可以使用铸铁材质的阀门，因为铸铁硬度高，抗磨损性能好。（）4.井口装置的额定工作压力是指设备在常温下能够长期承受的最高工作压力。（）5.更换压力表时，应先关闭压力表根阀，缓慢泄压至常压后再拆卸，安装时应在接头处缠绕密封胶带，确保密封。（）6.井口接地装置可以连接到输油输气管道上，利用管道作为接地极，降低施工成本。（）7.环形防喷器在关井状态下，可以进行旋转钻具作业，满足特殊工况需求。（）8.井口设备维护台账应包括设备型号、安装日期、检测记录、维修更换记录、试压记录等内容，保存期限不少于设备使用周期后3年。（）9.当井口发生小量天然气泄漏且无硫化氢时，可在现场使用非防爆工具进行紧固作业，快速处理泄漏。（）10.节流阀的调节应平稳，避免大幅开关导致节流元件受到高速气流的突然冲蚀，损坏密封面。（）11.水下井口的ROV接口应定期进行功能测试，确保应急状态下可通过水下机器人操作阀门。（）12.井口安全阀校验后，应施加铅封，严禁岗位人员随意调整安全阀的整定压力。（）13.冬季气温低于0℃时，长期停用的井口应将设备内的积液排净，防止冻裂阀体。（）14.井口设备的密封件应根据使用年限定期更换，丁腈橡胶密封件的在役使用年限不超过3年，氟橡胶密封件不超过5年。（）15.进行井口动火作业时，只要办理了动火作业许可证，就可以不进行气体检测直接作业。（）四、简答题（共4题，每题7分，共28分）1.简述高压气井采油树日常维护的核心操作要点。2.简述井口天然气泄漏的应急处置流程。3.简述井口套管头的功能及维护检测要点。4.简述含二氧化碳气井井口设备的腐蚀特征及防护措施。五、案例分析题（共1题，17分）某页岩气平台的一口高压气井，井深3800m，关井最高压力42MPa，产出气含1.2%二氧化碳、8ppm硫化氢，2024年投产时安装额定工作压力70MPa的抗硫采气树。2026年3月巡检时发现：①生产翼阀阀杆密封处有微量天然气渗漏；②节流阀下游的压力表显示压力波动幅度达2MPa，节流阀处存在异常气流噪声；③电伴热带局部绝缘层破损，伴热温度最高达135℃；④井口接地引下线断裂1根。请结合以上场景，回答以下问题：（1）分析该井口存在的安全风险有哪些？（7分）（2）针对发现的问题，制定具体的维护整改方案。（6分）（3）结合该井工况，制定2026年该井口的专项检测计划。（4分）【参考答案】一、单项选择题1.B2.C3.A4.B5.D6.B7.C8.B9.C10.B11.B12.A13.A14.B15.C16.C17.B18.A19.B20.C二、多项选择题1.ABCDE2.ABCDE3.ABCE4.ABCD5.ABDE6.ABCE7.ABCE8.ABCD9.ABCDE10.ABCE三、判断题1.√2.√3.×4.√5.√6.×7.×8.√9.×10.√11.√12.√13.√14.√15.×四、简答题1.答：高压气井采油树日常维护核心操作要点包括：（1）巡检维护：每日对采油树各密封点、阀门状态、仪表数据、防腐情况进行巡检，对阀杆外露部位每周涂抹1次抗硫密封脂，防止阀杆锈蚀卡滞；（2）阀门操作：所有阀门开关必须平稳，严禁猛开猛关，全开后回旋1/8~1/4圈，操作高压阀门时站在阀侧，严禁正对阀杆；（3）密封维护：每季度对所有阀门的密封性能进行检测，发现阀杆密封渗漏时，先通过调整填料压盖力矩处理，若仍渗漏则泄压更换填料，严禁带压强行紧固；（4）节流部件维护：每月检查节流阀的冲蚀情况，根据产气量、含砂量调整检测频次，冲蚀深度超0.5mm时及时更换阀瓣阀座，防止节流失效；（5）系统校验：每季度开展SSV、ESD系统功能测试，每6个月对压力表、温度表校验1次，每年对采油树进行1次整体密封性试压，试验压力为额定工作压力；（6）防腐防冻：根据介质情况每月加注缓蚀剂，入冬前全面检查伴热系统，每周排查伴热温度，防止冻堵或超温。2.答：井口天然气泄漏应急处置流程为：（1）预警上报：第一发现人立即向站场值班人员上报，说明泄漏位置、泄漏量、介质组分（是否含硫化氢），同时发出声光报警；（2）现场警戒：立即启动应急预案，疏散泄漏点100m范围内无关人员，设置警戒区，安排专人值守，严禁火源、非防爆设备进入警戒区，含硫化氢泄漏时警戒半径扩大至300m；（3）源头管控：操作人员穿戴好正压式空气呼吸器、防静电服，在确保安全的前提下关闭泄漏点上游最近的控制阀，切断气源，同时打开放空阀对泄漏段管线泄压，严禁在未切断气源的情况下盲目处置；（4）检测排查：使用可燃气体检测仪、硫化氢检测仪持续监测警戒区内气体浓度，查找泄漏点位置，判断失效原因；（5）处置修复：泄漏部位泄压至常压后，按照维护规程更换密封件、修复损坏部件，作业前进行气体检测，确保作业环境可燃气体浓度低于爆炸下限的10%；（6）验收获评：修复完成后进行试压验漏，确认无泄漏后逐步恢复生产，分析泄漏原因，完善预防措施。3.答：套管头的功能：①悬挂各层套管柱，承受套管柱的重量；②密封各层套管之间的环形空间，防止环空流体窜通；③为采油树、防喷器提供安装接口，传递井口载荷；④提供环空监测、压井、注剂等作业通道。维护检测要点：（1）日常检查：每周检查套管头各侧阀的开关状态、密封渗漏情况，检查套管头与基础、采油树的连接螺栓紧固情况，每季度检测螺栓预紧力矩，确保力矩符合设计要求；（2）密封检测：每半年对各层套管环空进行压力检测，记录环空压力变化，若环空带压，按照SY/T6617-2025《油气井套管环空带压管理规范》评估，超过阈值及时排查泄漏原因；（3）本体检测：每年对套管头本体进行壁厚检测、磁粉检测，排查腐蚀、裂纹缺陷，检查悬挂器密封是否有效；（4）侧阀维护：每季度对套管头各侧阀进行开关活动试验，防止长期不动导致阀杆锈死，发现渗漏及时处理或更换；（5）沉降监测：每季度检测井口水平度，地基沉降导致井口倾斜超过0.5°时及时调整，防止套管受力变形。4.答：含二氧化碳气井井口设备的腐蚀特征：以电化学腐蚀为主，呈现局部点蚀、冲刷腐蚀特征，当二氧化碳分压超过0.2MPa时，腐蚀速率显著加快，在节流部位、流速突变部位因气流携带凝析水、砂粒形成冲蚀-腐蚀协同作用，易造成密封面、阀体快速减薄穿孔，若同时存在氯离子，会加速点蚀和应力腐蚀开裂。防护措施：（1）材质选型：根据二氧化碳分压选择合适材质，分压0.2MPa以下可采用普通碳钢加缓蚀剂，0.2~0.5MPa采用3Cr、13Cr马氏体不锈钢，0.5MPa以上采用22Cr双相不锈钢或更高等级耐蚀合金；（2）药剂防护：连续加注咪唑啉类二氧化碳缓蚀剂，加注量根据介质腐蚀性调整，确保缓蚀效率达到90%以上，每月在缓蚀剂加注口、井口节流部位设置腐蚀挂片，监测腐蚀速率；（3）工艺防控：优化节流参数，避免节流部位流速过高、温降过大导致凝析水析出，控制井口流速不超过15m/s，减少冲蚀-腐蚀效应；（4）定期检测：每季度对易冲蚀、易腐蚀部位进行壁厚检测，每年对焊缝、应力集中部位进行无损检测，建立腐蚀监测台账，当腐蚀速率超过0.076mm/a时升级防护等级；（5）外防腐：对设备外表面采用环氧富锌+聚氨酯涂层防腐，沿海高湿地区增加阴极保护措施。五、案例分析题（1）答：该井口存在的安全风险包括：①生产翼阀阀杆密封渗漏，若渗漏扩大，会导致天然气大量泄漏，遇火源引发火灾爆炸事故，若渗漏介质含硫化氢，会造成人员中毒风险；②节流阀存在异常噪声、压力波动，说明节流阀阀瓣或阀座已出现冲蚀损伤，一方面会导致节流失控，井口压力、产量失控，高压气流冲击下游管线引发超压泄漏，另一方面冲蚀持续发展会造成阀体刺漏，引发高压介质喷射风险；③电伴热带绝缘破损、温度达135℃，超过天然气引燃温度，一旦天然气泄漏，会直接被高温伴热带引燃，引发井口火灾；④接地引下线断裂1根，导致井口接地电阻不符合要求，雷击或静电放电时无法有效导走电荷，产生电火花，成为泄漏天然气的点火源；⑤该井含二氧化碳、微量硫化氢，密封渗漏、节流冲蚀部位同时存在电化学腐蚀、硫化物应力开裂风险，长期运行会导致设备本体失效，引发井控事故。（2）答：维护整改方案：①阀杆渗漏整改：办理作业许可，关闭生产翼阀上游的生产主阀，打开生产翼阀下游放空阀泄压至常压，确认无余压后，先调整阀杆填料压盖的紧固力矩，对角均匀紧固压盖螺栓，若渗漏消除则恢复生产，若仍渗漏则更换阀杆密封填料，选用抗硫氟橡胶填料，安装后试压验漏合格后恢复；②节流阀问题整改